基于波形指示反演在储层预测中的研究及应用

时间：2024-11-07

吴景超孔栓栓乔柱郭轩张德龙

中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300452

0 前言

随着渤海油田勘探的不断深入,储层预测的精度需求不断提高。目前，新近系储层研究面临储层品味差,薄层和非均质储层占比大的难题。地震反演作为储层预测的重要技术得到了广泛应用[1]，其中地震波阻抗反演是综合应用地震和测井资料进行储层预测[2]。常规的波阻抗反演包括稀疏脉冲反演和地质统计学反演,稀疏脉冲反演是一种基于脉冲反褶积基础上的递推反演方法,认为地下反射系数序列是由少数大的反射系数叠加众多小的反射系数构成的,反演结果分辨率低、多解性强,适合井少的勘探阶段[3]。地质统计学反演是一种将随机模拟理论与地震反演相结合的方法,但存在横向分辨率低,对井数和井位分布要求高的缺陷[4-6]。国内学者盛述超等人首先提出了波形指示反演方法,并对该反演方法的原理进行了详细的阐述[7-9];韩长城等人利用波形指示反演方法预测中深层储层取得较好的效果[10-11]。在针对浅层新近系储层的分辨率提高上,目前在具体工区中的研究及应用实例较少。针对上述问题,本文尝试应用新的反演方法——波形指示反演,在地质统计学反演的基础上,通过井震协同表征,即地震合理参与并协助完成井间高频成分预测,进一步提高储层预测的精度和可靠性。

1 波形指示反演方法原理

波阻抗反演的频谱主要由三部分构成:低频成分、中频成分和高频成分。其中低频成分来自于井插值模型;中频成分利用地震数据求取相对波阻抗获得;高频成分的估计是基于样本井的统计,当利用贝叶斯理论进行反演时,反问题的解并不是单一解,而是一个后验概率分布,最终得到的是一个最大概率结果,具有不确定性。

1.1 井震协同表征

地震波是一系列薄层组合结构调谐的结果,并不简单代表两个岩性的分界面,虽然薄层在地震上无法分辨,但会对地震波形产生影响。利用已钻井统计地震波形所对应的储层结构,对薄储层预测具有重要意义。由于地震与井曲线并非逐点对应关系,因此通过结构化的模拟更符合垂向旋回特征。

统计学反演属于井震联合反演,本质上井和地震脱节,中频和高频各自独立,高频部分只用井,没有用到地震信息。波形指示反演基于井震协同表征,即地震合理参与并协助完成井间高频成分预测,从而进一步提高储层预测的精度和可靠性。解决井震协同的关键是充分挖掘地震资料的潜力,传统地震反演注重研究地震反射系数信息,忽视地震波形的变化信息。地震波形蕴含岩层的沉积旋回信息,其横向变化与沉积环境相关,表现为:

1)相似的沉积环境下,具有相似的曲线旋回特征。

2)相似的岩性组合结构会产生相似的地震波形。

3)地震波形横向变化可以指示储层结构的分类,相似的波形所代表的储层结构具有可类比性。因此基于地震波形横向变化信息表征储层空间变异结构,符合相控思想。

选取A、B两口井研究层段的波阻抗曲线,如图1所示分别进行500、200、100和70 Hz的频率滤波,当频率达到70 Hz时,两口井的阻抗曲线相关度达到了94%。研究表明A、B两口井研究层段的地震波形相似,表明这两口井的沉积环境是相似的,虽然其高频成分受不同沉积微相的影响差异较大,但其低频具有共性,且共性频带范围大幅度超出了地震有效频带。以A油田为例，其地震资料的有效频带为8～60 Hz,而基于波阻抗曲线检测的频率可达到70 Hz。有效增强反演结果中频带的确定性,使反演结果的确定性更强。

1.2 样本优选

地震波形指示反演和传统统计学反演的最大区别在于统计样本的筛选。传统方法是基于空间域的变差函数,受井位分布和变程的影响。波形指示反演优选统计样本时采用波形对比的方法[12-14]。首先基于地震解释层位建立等时格架模型,按照地震波形特征对已知井进行分析,优选与待判别道波形关联度高的井作为空间估值样本,利用样本井的初始阻抗，采用分频的方法反复滤除高频段信息并在样本间进行比对,保留确定性频率成分。在贝叶斯框架下联合似然函数分布和先验分布,不断扰动模型参数,对初始模型的高频成分进行优化,使后验概率分布函数最大时的解作为有效的随机实现,取多次有效实现的均值作为期望值输出[15-20]。

2 应用实例

渤中A油田在明下段Ⅳ、Ⅴ油组发育河流相沉积,储层物性较好。由于地震资料分辨率低,砂包泥及砂泥互层型储层结构井震响应差,地震剖面上难以对单砂体进行刻画。由于储层横向物性变化快,砂泥波阻抗叠置严重,常规属性对储层展布不敏感,难以预测储层分布。

2.1 储层地震响应特征分析

渤中A油田新近系明下段广泛发育河流相和极浅水三角洲,优质储层集中在明下段Ⅳ、Ⅴ油组,储层物性较好。通过完钻井分析该目的层段均见到不同程度油气显示,储盖组合横向比较稳定,是目前勘探的主要含油气层段。

a)0～500 Hz滤波后A、B井波阻抗相关性31%

b)0～200 Hz滤波后A、B井波阻抗相关性57%

c)0～100 Hz滤波后A、B井波阻抗相关性82%

d)0～70 Hz滤波后A、B井波阻抗相关性94%图1 不同频率滤波后A、B井波阻抗相关性曲线图

针对渤中A油田的18口已钻井,通过制作合成记录进行精细的时深标定。在此基础上对储层的地震响应特征进行统计分析。明下段Ⅳ、Ⅴ油组的储层结构大体可以分为三种:

1)厚砂夹薄泥型,以图2-a)为例,砂组位于明下段Ⅴ油组 1 275～1 350 m层段,砂岩厚56 m,砂地比高达75.9%,地震剖面上表现为:反射轴相互干涉严重,呈虚白弱反射,难以进行砂体追踪解释。

a)厚砂夹薄泥型储层

b)厚层砂型储层

c)泥岩背景下的单层砂图2 不同类型储层的地震响应特征图

2)厚层砂型,其砂体厚度对应一个波长左右,砂体顶界面反射清晰,底界面不清晰,同样难以进行砂体追踪解释，见图2-b)。

3)泥岩背景下的“单层砂”型,砂泥岩的厚度比较适中,且井震对应关系较好,可以进行砂体解释，见图2-c)。

基于上述井震对比的分析结果,该区域主要解决的地质问题是针对厚砂夹薄泥型和厚层砂型的储层刻画问题。

2.2 声波曲线重构

声波曲线重构技术是针对波阻抗重叠的问题,以岩石物理学为基础,利用和岩性相关的测井曲线重构出具有同量纲的拟声波曲线,使得它既能反映地层速度和波阻抗特征,又能反映岩性差异,从而建立储层特征与地震之间的联系。

本次研究选取了自然电位曲线对声波曲线进行重构。由于随着地层深度的增加,声波曲线存在明显的压实效应,因此需要将声波曲线减去低频滤波后的压实曲线，即完成压实校正。压实校正后的声波曲线能更客观地反应储层和非储层的速度差异,而排除地层深度的干扰。此外由于不同测井仪器的电位值不同以及井况好坏等问题,还需对自然电位曲线进行基线校正和标准化等预处理。曲线重构过程中可以对参与重构的曲线权重进行设置,将重构后的声波曲线与原始曲线对比,对储层和非储层的敏感性有较大提高，见图3。关于重构曲线的合理性可以通过制作合成记录进行验证,利用重构后的声波曲线制作合成记录,井震关系对应良好且相关性有所提高,说明重构曲线并未改变声波曲线中低频的成分。利用重构声波曲线计算波阻抗,交会结果见图4,储层和非储层的波阻抗区分性明显变好,为利用波阻抗进行高精度反演奠定了基础。

图3 基于自然电位曲线重构的声波曲线图

图4 纵波阻抗和伽玛交会图

2.3 波形指示反演效果分析

针对研究区的20口探井,在贝叶斯框架下,首先实现先验解的空间有效采样,然后采用“地震波形指示马尔科夫链蒙特卡洛随机模拟(SMC-MC)”算法对后验概率分布抽样,从而实现波形指示反演。选取了其中3口井作为反演结果的后验井,对明下段Ⅳ、Ⅴ油组储层的验证符合率进行统计,该方法对5～13 m的单砂体识别率达到85.7%。此外基于波形指示反演的结果与常规的地震剖面及90度相移剖面进行对比分析。

2.3.1 分辨率提高

A 1井是A井断层上升盘的侧钻井,由于是斜井缺失声波、密度测井资料,无法参与反演,作为验证井对反演结果分析。井上钻探结果显示砂体A-1是一套顶部为4.7 m的砂体,中间为6 m的泥岩夹层,下部砂体A-2为7.3 m的砂岩,常规的地震剖面上形成一套相互干涉的复波,难以对两套砂体进行区分,提取的振幅属性为A砂层组的综合响应,很难对两个砂体的展布特征进行分别刻画。基于波形指示反演的结果见图5-a)；两套砂体能够有效的区分,通过提取地层切片属性,可以看出砂体A-1为河道的边滩,砂体呈片状分布，见图5-b)；而砂体A-2为典型的河流相,平面上发育为一狭长河道，见图5-c)。该反演结果与井上钻探储层结果吻合,有效地提高了储层识别的分辨率。反演结果表明波形指示反演在横向上忠实于地震趋势,垂向上忠实于井,分辨率得到有效提高,剖面吻合性好,井间砂体预测准确。

2.3.2 识别厚储层底

B井位于两条Y字形断层所夹持的油气富集块,目的层段储层比较发育,其中在1～2 m的层段内连续发育两套厚储层。地震剖面上储层顶面对应强振幅波峰,储层底面无响应,见图6,难以确定储层的发育程度。选取B井作为后验井,得到的反演剖面显示,砂体B的底界面与阻抗底界面基本一致,见图7。基于波形指示反演的结果提取地层切片属性,对厚砂体的平面展布精确刻画,基本实现了厚储层的半定量表征。

a)A-1井的波形指示反演结果

b)砂体A-1的最小振幅属性

c)砂体A-2的最小振幅属性图5 波形指示反演效果分析图

图6 B井砂体的地震响应特征图

图7 B井的波形指示反演结果图